Trwają rządowe prace nad „Strategią dla ciepłownictwa” oraz wdrożeniem Dyrektywy o odnawialnych źródłach energii (RED III) i Dyrektywy o efektywności energetycznej (EED). Próba zdefiniowana pojęcia elektryfikacji w kontekście RED III prowadzi do pytania o źródła energii elektrycznej, które posłużą do transformacji ciepłownictwa i ich koszt oraz koszt wytworzonego z nich ciepła.
Koszt wytworzonego ciepła zależy od tego czy ciepłownia ma własne źródło taniej energii elektrycznej z OZE (generacja na terenie ciepłowni – on-sit), czy będzie korzystać z taniego zdalnego źródła energii elektrycznej. Tych ostatnich jest coraz więcej, ale najtańsze OZE są w sieci ograniczane z przyczyn bilansowych (tylko w pierwszej połowie 2025 r. utracone zostało 3,9% generacji z OZE), a ten strumień taniej, zielonej energii od ciepłowni odgradzają taryfy dystrybucyjne. Cięgle nie ma taryf dynamicznych dystrybucyjnych dostępnych dla odbiorców przemysłowych i instrumentów elastyczności zużycia energii, które promowałyby wykorzystanie olbrzymich zasobów elastyczności ciepłownictwa na rzecz wykorzystania energii z OZE i stabilizację pracy KSE. Zasady „zbierania” składników opłat dystrybucyjnych na różne cele, a w szczególności opłaty mocowej – są obecnie główną przeszkodą w elektryfikacji ciepłownictwa i ogrzewnictwa oraz całego przemysłu.
Zagadnienia te zostały po raz pierwszy szeroko omówione w raporcie IEO „Zielona elektryfikacja ciepłownictwa wraz z propozycją legislacyjną na rzecz zagospodarowania nadwyżek energii z OZE”[1]. Raport został przygotowany we współpracy z PIME. Partnerami raportu są IGCP, Tauron Ciepło, Enspirion, PSEW, PSE, ECO, Veolia i Sefako. Niniejszy artkuł jest omówieniem autorskim najważniejszych ustaleń raportu oraz dyskusji jaka się odbyła z udziałem przedstawicieli branży ciepłowniczej, producentów energii z OZE, producentów urządzeń dla zielonej elektryfikacji oraz operatora sieci przesyłowej.
Elektryfikacja ciepłownictwa – podstawy
Elektryfikacja ciepłownictwa oparta na bezemisyjnej energii z wiatru i słońca (tzw. zielona elektryfikacja) jest obecnie najbardziej oczywistym rozwiązaniem, ale wymaga specjalnego otoczenia i większej uwagi niż dotychczasowa elektryfikacja oparta na paliwach kopalnych oraz dialogu ciepłowników, operatów sieci i wytwórców energii z OZE. Równocześnie niesie ona ze sobą wiele korzyści. Oprócz dekarbonizacji sektora ciepłowniczego w oparciu o źródła bezemisyjne, pozwala zwiększyć elastyczność systemu (jeden z priorytetów polityki UE), przy równoczesnym ograniczeniu marnowania „nadwyżkowej” energii z pogodozależnych OZE (co ma obecnie miejsce za sprawą tzw. curtailmentów).
Ogólny model zagospodarowania energii z pogodozależnych OZE (tzw. VRES – źródło pogodozależne o zmiennej charakterystyce pracy) analizowany jako „win-win-win” w systemach elektroenergetycznym i ciepłowniczym zobrazowano na rys. 1.
Rys. 1. Model „win-win-win” zagospodarowania energii z OZE (VRES)
Obecnie są dostępne komercyjnie wszystkie kluczowe technologie zielonej elektryfikacji (magazyny ciepła i konwertery energii elektrycznej na ciepło „Power-to-Heat”) i jest znaczny oraz rosnący nadmiar generacji OZE, którą ciepłownictwo może względnie łatwo zagospodarować.
Aby ten ogólny model zielonej elektryfikacji mógł się zrealizować na większą skalę i spełnić wszystkie związane z nim cele, wymaga on zoperacjonalizowania procesów od strony biznesowej i regulacyjnej w szczególności w zakresie taryf dystrybucyjnych i realizacji celów strategicznych, a szczególnie:
- Dla przedsiębiorstw ciepłowniczych kluczowe jest uznanie systemu ciepłowniczego za tzw. efektywny system ciepłowniczy (na gruncie dyrektywy EED). Obecne regulacje pozwalają uznać za ciepło z OZE ciepła wytworzonego zdalnie w procesie konwersji z energii elektrycznej, ale nie w kontekście efektywnego systemu ciepłowniczego (nawet w przypadku, gdy umorzona zostanie gwarancja pochodzenia energii elektrycznej);
- Dla uruchomienia procesów gospodarczych koniecznie jest zapewnienie możliwości zawierania korzystnych dla obu stron (wytwórców energii z OZE oraz dla ciepłowni) umów PPA na zakup energii z OZE na cele grzewcze w godzinach najwyższej generacji źródeł pogodozależnych i niskich cen na rynku energii elektrycznej. Tu kluczową rolę powinien odegrać system taryfowy, który w obecnej formie nie ułatwia kanalizowania strumienia nadwyżkowej energii z OZE do odbiorców.
Raport „Zielona elektryfikacja ciepłownictwa” przedstawia oryginalną propozycję zielonej elektryfikacji – zagospodarowania nadwyżek energii z OZE w polskim ciepłownictwie systemowym w elastycznej technologii elektroogrzewnictwa, jaką są kotły elektrodowe wspierane magazynami ciepła.
Nadwyżki energii z OZE
Nadwyżki energii z OZE mają swój wymiar ekonomiczny. W pierwszym półroczu 2025 r. profil cen energii wskazał średnią cenę 427 zł/MWh oraz cenę minimalną w szczycie generacji OZE równą minus 568 zł/MWh. W 2024 r. liczba godzin z cenami energii ujemnymi wyniosła łącznie 197 godz., a tylko w I półroczu 2025 r. przekroczyła 251 godz. Maksymalny spread pomiędzy ceną dzienną maksymalną, a minimalną wyniósł ok. 1800 zł/MWh i ma wyraźną tendencję wzrostową, co stwarza dodatkowe możliwości partnerskich relacji ciepłowni z wytwórcami energii z OZE (sprzedaż elastyczności i tzw. odwrócony DSR) oraz wpływa na modele biznesowe dla kogeneracji. O ile jednostek kogeneracji jest już dużo i mogą dostosować pracę do rynku energii (generacja energii elektrycznej w paśmie wysokich cen i powstrzymywanie się od niej w paśmie niskich cen), o tyle dostarczanie przez ciepłownie usług elastyczności poprzez zwiększanie poboru mocy elektrycznej z OZE w formule zielonej elektryfikacji jest znikome.
Przyczyną zastoju jest brak wystarczających inwestycji w konwersję energii elektrycznej w ciepło (tzw. konwertery P2H, w tym pompy ciepła i kotły elektryczne, a w szczególności elastyczne elektrodowe) oraz w magazyny ciepła (krótkoterminowe i sezonowe). Elektryfikacja tradycyjna (kogeneracja) i zielona elektryfikacja mogą się w ciepłownictwie uzupełniać.
Bez inwestycji w elektryfikację ciepłownictwa postępuje marnotrawienie taniej i bezemisyjnej energii z OZE, w szczególności z farm fotowoltaicznych i wiatrowych (tzw. VRES). Od stycznia do końca czerwca 2025 r. operatorzy w ramach mechanizmu ograniczeń nierynkowych (redysponowanie, curtailment) ograniczyli 879 GWh energii z PV i wiatru (o wartości nominalnej ok. 375 mln zł), czyli o blisko 20% więcej niż w całym 2024 r. i dwunastokrotnie więcej niż w 2023 r.
Potencjał techniczny integracja sektorów ciepłownictwa i pogodozależnych OZE
W całym 2024 r. było 4496 godz., dla których cena referencyjna sprzedaży ciepła z węgla (430 zł/MWh) była wyższa od ceny energii elektrycznej na rynku spotowym (414 zł/MWh).
Rys. 2. Lokalizacje największych farm wiatrowych i fotowoltaicznych oraz ciepłowni w kontekście potencjału lokalnego sector coupling
Źródło: Bazy danych IEO
Potencjał elektryfikacji ciepłownictwa systemowego tanią energią z OZE jest olbrzymi. Wynika z dużej liczby farm wiatrowych i fotowoltaicznych (ponad 4000 szt.), które mogą dostarczać energię do pond 400 przedsiębiorstw ciepłowniczych. Rys. 2 przedstawia lokalizację największych farm wiatrowych i PV oraz ciepłowni w kontekście sector coupling.
Samo ciepłownictwo dysponuje potencjałem niemal 35 GW mocy cieplnej zamówionej i 70 TWh ciepła oddawanego do sieci, a OZE podlegające ograniczeniom (VRES) już na koniec 2024 r. dysponowały potencjałem mocy 29 GW i wolumenem energii 42 TWh. Na tej podstawie oszacowano potencjał techniczny zielonej elektryfikacji na odpowiednio 30 GW i 42 TWh przy wyposażeniu ciepłowni w magazyny ciepła oraz 15 GW i 6 TWh przy braku magazynów ciepła i pełnym wykorzystaniu elastyczności pozostałych źródeł wytwórczych i elastyczności (pojemności) sieci cieplnej.
Realny potencjał sector coupling organiczny kosztami dystrybucji i dostępnością odbiorców do nadwyżek energii z OZE
Barierą dla inwestycji w technologie P2H w ciepłownictwie i przeszkodą w zagospodarowaniu nadwyżek energii z OZE w formule zielonej elektryfikacji są wysokie koszty dystrybucji energii elektrycznej z OZE, w szczególności z powodu nakładania się okresów szczytów generacji OZE z okresami pobierania opłaty mocowej oraz z powodu wysokich opłat stałych pobieranych przy relatywnie niskim współczynniku wykorzystania mocy. Opóźnienia w elektryfikacji ciepłownictwa powodują naprężenia w systemie elektroenergetycznym (KSE) i niemożliwość odpowiedzi całego ciepłownictwa na zalecenia operatora systemu przesyłowego (PSE), wskazującego w tzw. Energetycznym Kompasie godziny, w których należy dążyć do zwiększania zużycia energii elektrycznej.
W okresie 12 miesięcy: lipiec 2024-czerwiec 2025 godziny zalecanego zwiększonego zużycia energii stanowiły 18% wszystkich godzin. Są to zazwyczaj godziny relatywnie niskich cen energii (średnia cena to 191 zł/MWh). Godziny te, nazwane w raporcie „godzinami nadwyżkowymi”, zwłaszcza w półroczu letnim pokrywają się lub występują w pobliżu godzin redysponowania OZE. Zatem zwiększanie zużycia taniej energii w godzinach nadwyżkowych oddala ryzyko redysponowania przez bardzo efektywne zagospodarowanie energii zeroemisyjnej w ciepłownictwie.
Mechanizm Energetycznego Kompasu wykorzystano do opracowania propozycji legislacyjnej, która ma utorować drogę do zielonej elektryfikacji ciepłownictwa dzięki obniżeniu taryf dystrybucyjnych w godzinach nadwyżkowych (wyzerowanie w tych godzinach opłaty mocowej, stałej, kogeneracyjnej, połowy opłaty zmiennej), wprowadzeniu rejestrowanych umów PPA przedsiębiorstw ciepłowniczych z wytwórcami energii z OZE (podlegającej dotychczas redysponowaniu) i ich ochronie przed dalszymi masowymi ograniczeniami w formie alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych.
W raporcie oceniono realny potencjał rynkowy zielonej elektryfikacji.
Rys. 3. Potencjał zielonej elektryfikacji w ciepłownictwie systemowym
Do 2035 r. możliwe jest wykorzystanie w ciepłownictwie 3,9 TWh nadwyżek zielonej energii elektrycznej (przy 2,5 GW mocy zainstalowanej w przyjętych w analizach jako referencyjne kotłach elektrodowych).
Przeanalizowano dwa przypadki inwestycji w uwarunkowaniach prowadzących do uzyskania w systemie ciepłowniczym: 5% ciepła z OZE w formule P2H z magazynem krótkoterminowym ciepła (TES) w systemie o dużej elastyczności (znaczący udział źródeł gazowych, w tym kogeneracji) oraz 15% ciepła z OZE z magazynem sezonowym ciepła w systemie o niskiej elastyczności (ciepłownia węglowa).
Opłacalność ekonomiczna elektryfikacji ciepłownictwa w oparciu o umowy PPA
Analizy ekonomiczne pokazały wartości kosztu produkcji ciepła (LCOH) na poziomie 362-376 zł/MWh (101-104 zł/GJ). Są one wyraźnie niższe od referencyjnych kosztów ciepła publikowanych przez Prezesa URE dla 2024 r, które wynoszą odpowiednio 404 zł/MWh dla ciepła z węgla oraz 488 zł/MWh dla ciepła z kogeneracji gazowej. Oznacza to, że dla obu analizowanych wariantów koszt wytworzenia ciepła jest niższy odpowiednio o ok. 10-23% w stosunku do wartości taryfowych, zależnie od scenariusza i rodzaju technologii odniesienia.
Analizy ekonomiczne potwierdziły, że wdrożenie powyższej koncepcji legislacyjnej obniży ceny ciepła dla odbiorców i wielu przedsiębiorstwom ciepłowniczym pozwoli szybko i efektywnie wypełnić zobowiązania związane ze wzrostem udziałów OZE w produkcji ciepła oraz uzyskaniem statusu efektywnego systemu ciepłowniczego.
Rys. 4. Koszt ciepła (LCOH) z zielonej elektryfikacji (kocioł elektrodowy i magazyny ciepła) w zależności od długości eksploatacji projektu
Wyniki analizy wrażliwości wskazują, że koszt zakupu energii elektrycznej jest najważniejszym czynnikiem wpływającym na opłacalność inwestycji typu P2H. Wzrost ceny zakupu energii elektrycznej o 1 zł/MWh powoduje wzrost końcowego kosztu wytworzenia ciepła (LCOH) również o 1 zł/MWh. Podobnie, zmiana ceny energii o 1% powoduje niemal identyczną, 1% zmianę kosztu LCOH. Efekt ten jest bardzo stabilny w obu analizowanych wariantach – zarówno dla inwestycji w kotły elektrodowe z krótkoterminowym magazynem ciepła (TTES), jak i dla magazynu sezonowego (PTES).
Koncepcja legislacyjna
Powyższe analizy pozwoliły na sformułowane propozycji legislacyjnej polegającej na zmianach w projekcie ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne. Nowa regulacje mają na celu umożliwienie wykorzystania nadwyżek energii, wytwarzanych okresowo przez pogodozależne źródła wytwórcze. Proponowane rozwiązanie pozwoli w szczególności ograniczyć, albo wręcz uniknąć stosowania niepożądanego mechanizmu nierynkowego redysponowania OZE oraz stabilizować pracę sieci elektroenergetycznej.
Taki sposób wykorzystania nadwyżkowej energii elektrycznej z OZE pozwoli na proste zwiększenie udziału OZE w końcowym zużyciu ciepła (realizując zobowiązania ilościowe nałożone na sektor ciepłowniczy, kreujące presję na wzrost cen ciepła przy wykorzystaniu energii z OZE alternatywnych względem OZE pogodozależnych) oraz dodatkowo w końcowym zużyciu energii brutto w Polsce (z uwagi na zmniejszenie skali redysponowania i odblokowanie procesu przyłączania nowych mocy w OZE pogodozależnych), przy jednoczesnym zapewnieniu taniego źródła energii dla przedsiębiorstw ciepłowniczych. Ostatecznie zaproponowane rozwiązania legislacyjne będą skutkować obniżeniem cen ciepła dla odbiorców końcowych przyłączonych do sieci ciepłowniczej przedsiębiorstwa, które zdecyduje się korzystać z nowych regulacji prawnych.
Podstawowym elementem nowej regulacji jest wprowadzenie zasady, że energia nadwyżkowa, która bez wprowadzonego rozwiązania zostałaby utracona, z uwagi na wymuszone wyłączenie danej instalacji wytwórczej OZE (curtailment bilansowy) lub dobrowolne wyłączenia z powodu niskich cen energii (curtailment ekonomiczny), będzie mogła być nabywana przez podmioty przetwarzające energię elektryczną w ciepło.
Dotychczas największy problem w sector coupling i zielonej elektryfikacji oraz w rozwoju umów PPA pomiędzy wytwórcami energii z pogodozależnych OZE i elastycznymi wytwórcami ciepła stanowią wysokie koszty dystrybucji energii elektrycznej. Zachętą ekonomiczną do skupowania tej energii będzie częściowe zwolnienie z opłat dystrybucyjnych. Podmiot uprawniony do nabywania nadwyżkowej energii elektrycznej będzie mógł skorzystać z obniżonych opłat dystrybucyjnych, co istotnie uatrakcyjni ten rodzaj energii w stosunku do energii „nie-nadwyżkowej”.
Powyższa propozycja wyeliminowania części opłat dystrybucyjnych dla ciepłowni gwarantujących zwiększenie poboru w sytuacjach w których Kompas PSE wzywa do zwiększonego poboru. Jest uzasadniane potrzebami KSE oraz możliwościami obniżenia kosztów ciepła i zapewnienia możliwości rozwoju OZE i skutecznej transformacji energetycznej w całej gospodarce, a także naturą powyższych opłat.
Podsumowanie
W zamyśle autorów raportu „Zielona elektryfikacja ciepłownictwa”sektor ciepłownictwa systemowego w Polsce, wykazujący zdolność do absorbcji nadwyżkowej energii elektrycznej, jest głównym adresatem tychże propozycji legislacyjnych. Zwiększające się rokrocznie wolumeny utraconej na skutek redysponowania zielonej energii elektrycznej, a szerzej występujące w systemie elektroenergetycznym okresy, gdzie podaż energii przewyższa jej popyt, powinny być wykorzystywane w pierwszej kolejności do produkcji ciepła. Energia elektryczna z OZE do produkcji ciepła z wykorzystaniem określonych konwerterów energii, będzie służyła systemom ciepłowniczym do uzyskania statusu tzw. efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego.
Zaproponowany mechanizm będzie też prowadził do systematycznego ograniczania redysponowania w całym sektorze OZE (także dla wytwórców niezwiązanych rejestrowanymi umowami PPA z ciepłowniami), podniesie udziały energii z OZE w ciepłownictwie i skali całego kraju, i obniży koszty energii w całej gospodarce.
Warto dodać, że tak rozumiana elektryfikacja pozwala także na lepsze wykorzystanie zdolności przesyłowych (korzyść dla OSD) oraz dodatkowe zarobki (wzrost wolumenów) dla przedsiębiorstw obrotu. Na proponowanym rozwiązaniu skorzystać mogą wszystkie podmioty uczestniczące w pracy KSE, ciepłownictwo, ogrzewnictwo, przemysł oraz odbiorcy ciepła i energii elektrycznej.
[1] Instytut Energetyki Odnawialnej: Zielona elektryfikacja ciepłownictwa wraz z propozycją legislacyjną na rzecz zagospodarowania nadwyżek energii z OZE. Dostęp: https://ieo.pl/aktualnosci/1715-zielona-elektryfikacja-cieplownictwa-premiera-raportu
Źródło: Grzegorz Wiśniewski, dr inż. Tomasz Kowalak, dr inż. Konrad Wiśniewski, Krzysztof Kalinowski, Instytut Energetyki Odnawialnej
Artykuł pochodzi z wydania 5-6/2025 “Nowa Energia”
